我国中深层煤炭地下气化商业化路径

孔令峰 张军贤 李华启 朱兴珊 赵晨晖 徐加放

1. 中国石油天然气集团有限公司规划计划部 2. 中国石油海洋工程有限公司 3. 中国石油大学（华东）石油工程学院

0 引言

迫于“煤炭资源相对丰富、油气资源相对不足”的一次能源禀赋现实，近年来中国现代煤化工技术和产业取得了革命性进步，在煤制油、煤制气和煤制烯烃等方面达到世界领先水平[1-4]。国内煤炭资源中，大部分是没有井工（机械）开采价值的优质中深层煤炭资源。在众多的煤炭“固体流态法”开采技术思路中[5-6]，全球范围内已经广泛开展研究和矿场试验的是煤炭地下气化技术（Underground Coal Gasification，以下简称“UCG”）。以石油工程相关技术为基础的现代UCG技术，则被广泛认为是技术上可实现、经济方面可行、革命性的煤炭资源清洁开发利用技术，或能从根本上将传统煤炭产业转变为清洁环保能源产业[7]。全球首次UCG矿场试验至今已经有80多年的研发试验历程，已有多个矿场试验项目取得了局部突破。虽然近几年矿场试验和商业化进程都不及预期，但全球范围内依然在坚持不懈地开展研究和探索。

1 UCG的发展现状

煤炭地下气化是将地下煤炭在原位进行有控制的气化。由于煤层埋深和煤质不同，地下气化单元建设方式和气化剂选择有所不同，主要产出物和构成比例差异较大。中浅煤层可利用采煤巷道，深煤层则需要借助石油水平井钻井技术。比较理想的地下气化单元设计和生产控制目标，是形成燃烧面、气化区、焦化区和干馏（热解）区的合理分布，各区随着气化腔和热场扩展稳步依次推进（图1）[8]。从国内外以往矿场试验项目看，浅煤层低压气化多选用空气和水蒸气作为气化剂，合成气组分中H2和CO含量高，热值较低；中深煤层可进行中高压气化，多选用富氧空气或纯氧和水作为气化剂，合成气中CH4含量高，热值较高。气化反应特点是动态可逆，气化效率、合成气品质的影响因素众多，气化过程动态控制难度很大。无论是浅层还是中深层，全世界范围内还没有真正的商业UCG项目建成。

图1 煤炭地下气化反应过程示意图

1.1 浅煤层UCG

苏联自20世纪30年代开始开展了多次浅煤层UCG矿场试验，1947—1965年期间陆续投产了5个浅层（300 m以浅）小型生产项目[9]。20世纪60年代中期以后，随着天然气的快速开发，苏联新组建的天然气工业部认为UCG过于复杂，决定停止项目的进一步开发。1996—2011年期间，俄罗斯JSC“Gazprom Promgaz”公司又进一步提升了相关技术，仍主要针对浅煤层，以小井距直井和定向井钻孔建设地下气化单元[10]，在南非等多个试验项目中得到应用，但没有成规模的商业化项目建成。

美国在20世纪70年代“石油危机”后开始积极研究试验浅层UCG技术，并创新了以水平井和连续油管应用为代表的现代UCG技术理念[9]，即可控后退注入点技术（Controlled Retracting Injection Point，以下简称CRIP），包括线性水平井（L-CRIP）和平行水平井（P-CRIP）两种地下气化单元方案（图2）。水平井扩大了地下气化单元规模，井间连通更为容易；连续油管回托注气使气化剂注入更加容易，在长通道内实现分段气化，提高了气化效率。20世纪90年代以后，美国的油气产量快速提升，天然气价格大幅度降低，继续实施UCG项目的必要性降低，随后主要致力于优化完善气化过程3D模拟技术[11]。

澳大利亚在美国之后研究试验最为积极，曾经提出过12个浅层商业化项目（300 m以浅）。其中，1999—2013年期间，澳大利亚Linc Energy公司在昆士兰钦奇拉(Chinchilla)进行了浅层UCG的半商业化尝试；2006年后，相继又有美国Carbon Energy、澳大利亚Cougar Enengy公司开展了浅煤层气化先导试验[9,12]。Linc Energy公司早期借鉴了苏联技术，2010—2012年首次成功试验了P-CRIP地下气化单元，2011—2013年采用了改进后的L-CRIP地下气化单元方案，并实现了连续运行，完成了合成气发电和合成油试验。澳大利亚政府监测发现试验区浅层地下水污染物超标，随即叫停了全部试验项目[13]。

1.2 中深煤层UCG

欧洲国家最早在第二次世界大战以后就开展了一些浅煤层的UCG试验，自20世纪80年代开始主要致力于中深层UCG技术研发和试验，最近十年来则力求将UCG与发电、制氢、氢燃料电池和CCS（Carbon Capture and Storage，碳捕集和埋藏）等产业发展相结合[9,14]。其中，试验比较系统的是德国和比利时于1978—1987年开展的图林(Thulin)试验项目（埋深860 m）和英国、比利时等六国于1991—1998年开展的西班牙埃尔曲莱麦迪尔(El Tremedal)试验项目（埋深580 m）。Thulin项目开展了多种方式的小井距直井与中半径水平井地下连通，成功进行了渗流气化试验，验证了多种气化剂的中高压气化工艺，后因井筒多次腐蚀破坏结束。El Tremedal项目试验了薄煤层、L-CRIP地下气化单元，进行了多次CRIP操作，但连续气化时间较短，选址也未能避开含水层，最后一次点火破坏了井筒，地下水涌入导致试验终止。

图2 两种水平井气化单元示意图

英国为了弥补北海油田产量递减导致的天然气供应缺口，21世纪初以来对UCG技术商业化的推动力度很大，截至2015年共批准27个湾口和浅海区域的UCG项目授权许可[15]，部分目的煤层埋深超过1 000 m，但这些小企业的UCG试验项目因为环保团体的抵制均未能投入实施[16]。

2009—2012年，在加拿大阿尔伯塔省政府资助下，借助欧洲相关技术，天鹅山（Swan Hills）UCG矿场试验项目在埋深1 400 m的煤层高压富氧气化试验取得突破[17]。试验采用L-CRIP地下气化单元，有效水平段长度达1 400 m，前后多次点火运行，实现了几次注入点后退操作，成功验证了10～12 MPa压力下的高压纯氧气化工艺。据称累计气化煤层（燃空区）长度合计约200 m，累计运行时间达4 000 h。

近年来，欧盟一直在持续资助UCG技术研究和试验，主要集中在波兰、保加利亚和罗马尼亚等东欧国家，但以研究项目和室内模拟为主，仅在波兰实施了两个在采煤巷道内进行的UCG矿场试验。

1.3 中国的研究试验情况

中国早在20世纪50年代就开始了UCG相关技术研究。20世纪90年代连续开展了一系列在人工采煤巷道或浅煤层进行的矿场试验项目[18]，部分采煤巷道UCG项目实现了短期小规模连续生产。2013年内蒙古乌兰察布浅层UCG矿场试验项目（煤层埋深280 m）首次在煤层水平井和连续管应用方面取得突破[19]。2018年7月，新疆哈密浅煤层小井距直井UCG矿场试验项目成功点火。2018年10月，贵州盘江矿区山脚树矿在废气采煤巷道内开展的低压气化试验项目成功点火，首次在采煤巷道内使用了连续管和可视化装置。2019年10月，鄂尔多斯中深煤层UCG矿场试验项目（煤层埋深522 m），成功改进并实施了P-CRIP地下气化单元，首次应用了3.5英寸（1英寸=25.4 mm）大口径同心连续油管，尝试了3 MPa纯氧气化，为推进UCG技术的商业化迈出了关键的一大步[20]。但中深煤层UCG还有待于开展更大埋深和更高气化压力下的单井组长周期连续气化试验，进一步开展多井组扩大试验，为商业化示范项目的实施创造条件。

2 UCG技术商业化面临的主要问题

UCG相对于传统机械采煤具有明显的环保优势，是一种革命性的煤炭清洁开采和利用方式。UCG技术原理并不复杂，但在工程方面专业跨度大，要建立连续、稳定、可控的地下气化工作系统的难度较大[21]。其中，决定气化效率和效益方面的一些关键技术，例如气化过程模拟、测控、地下与地面生产集成等，距离商业化还存在一定差距[22]。这些差距近年来在欧洲、加拿大和澳大利亚的持续研究和矿场试验推动下，已经有所缩小[14,23-28]。先前的矿场试验中遇到的一些安全环保问题，虽然出现事故的试验项目比例很小，但对投资者和政府部门进一步扩大试验的信心影响很大。

在不同的国家，UCG商业化面对的主要难题也不尽相同，主要集中在资源、市场、技术、经济性等方面。北美和澳大利亚等地区煤炭资源丰富、品质好，但没有市场需求。欧洲有市场需求，西欧国家研究试验也非常积极，但可用的煤炭资源品质较差，煤层薄、埋深大，导致产品经济性较差；东欧国家煤炭资源比较丰富、品质较好，但缺少石油工业体系支撑，商业化推动难度较大；南非则与东欧的情况类似。印度、巴基斯坦等国市场需求旺盛，但煤炭资源品质较差，多为高灰煤，矿场试验和商业化进展并不顺利。总体来看，随着石油工程相关技术的进步以及环保要求的提高，全球更加关注中深层UCG气化技术。

中国煤炭资源丰富、品质好，市场需求旺盛，专业技术人才实力雄厚，资本充裕，相关研发试验也最为积极。中国的石油工业体系完整，但由于行业划分历史因素，石油行业鲜有参与UCG技术研发试验，配套工程技术和装备工具研发还不够系统。国内中深层煤炭资源蕴藏量巨大，综合地质条件优越，适于地下气化的可选目标较多[7]。中国的能源资源禀赋特点和油气供需矛盾，决定了对UCG技术商业化的需求较为紧迫，尤其是针对没有机械开采价值的中深部高品质煤炭资源。国家能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）明确提出，要力争在2030年实现UCG技术的工业化示范。预计中深层钻井式UCG将会成为未来商业化的主流方向，油气开采企业的参与和引领作用至关重要[29]。

2.1 浅煤层气化存在较大环保风险

浅煤层多是软煤（褐煤），顶底板胶结一般较为疏松，煤层和顶底板的渗透性较好，有利于气体扩散和气化腔扩展。浅煤层钻孔比较简单，低压、低温气化可以通过注入空气实现，生产的低品质合成气多用于发电，对地面系统配套要求也低，整体投资较低，在地处偏远、电力缺乏地区，具有较为明显的投资经济性。但如果煤层距离可饮用水层较近，合成气和一些污染物就比较容易逃逸或渗流到附近水层中。美国（Hoe Creek 和Williams项目）和澳大利亚（Chinchilla 和Kingaroy项目）的一些浅层UCG试验项目，由于增压气化操作或废弃气化腔处置不当等原因，曾发生过地下水污染事故[9,15]。这些项目煤层埋深仅为50～260 m，选址时未能避开浅层含水层。可以说，浅煤层地下气化的环保风险是先天性的，利用技术手段难以消除。

2.2 中深煤层气化工程难度较大

中深煤层的煤岩和顶底板一般较为致密，渗透性较差，合成气和污染物逃逸导致环保问题的几率相对降低。中深煤层可以实施中高压富氧气化，容易获得高品质合成气，产品路线选择多，但相应的钻完井投资和地面系统配套投资也将大幅上升。由于煤层渗透性差，不利于气化腔的自然扩展，必须要在煤层中利用水平钻孔方式形成并保持较长的气化通道，在一条气化通道内实施多次注入点后退。随着气化过程的继续，新的注入点和气化腔依次沿着气化通道后退，焦油、煤灰和其他固体残留物将在燃后的气化通道中聚集，到气化中后期很容易堵塞气化通道。如果气化目标是烟煤，煤层在高温下容易膨胀变形，对井筒完整性的威胁也很大。高温高压合成气通常含有强腐蚀性组分，对金属管材的腐蚀作用也很强，容易造成井筒和管柱破坏失效，导致气化过程终止。

世界上早期开展的几次中深煤层气化试验，都以半道终止或因井下发生事故结束，原因主要是无法建立有效气化通道、井筒堵塞、涌水问题或井下管柱破坏，采用的化学点火工艺也有很多局限性。欧洲（Thulin、La Haute Deule、El Tremedal）和加拿大（Swan Hills）开展的中深层试验项目曾发生过井筒堵塞、腐蚀破坏甚至井喷等安全事故[9,17,29]。此外，随着气化腔的扩展，气化剂（氧气和水）喷嘴距离气化面越来越远，并受到煤炭气化后固体残留物的阻碍，有效抵达远端气化面的能力降低，导致气化效率下降，合成气品质变差。欧洲20世纪80—90年代开展的3个中深层气化试验项目，因定向井技术水平的限制，可以实现的地下气化单元规模较小，小井距气化通道贯通效果不理想，气化试验时间也较短。加拿大Swan Hills深层UCG试验项目（图3）遇到了气化通道堵塞、管柱腐蚀破坏等问题，最后因为连续油管焊接点发生刺漏而导致井喷事故[30]。

图3 加拿大Swan Hills深层UCG示范项目示意图

2.3 目前技术水平下投资经济性较差

中深层UCG对钻完井技术要求高，相关装备、工具和材料的耐高温、耐高压和防腐等级高，地下气化单元建造成本高昂。单炉必须控制足够规模的煤炭资源，实现足够规模的日产量，才能够达到商业门限产量的要求。欧洲的一些数值模拟结果显示，在理想状态下，气化剂在单侧水平径向方向可抵达3倍于煤层厚度的距离，但在实际设计中要考虑一定的气化效率，设计气化腔的单侧水平径向宽度一般为煤层厚度的1.0～1.5倍[25,31]。

从可以查阅到的国外几次中深煤层矿场试验资料来看，实际气化腔宽度仅与煤层厚度相当，稳定日产气量也不高[17,32-33]。加拿大Swan Hills的UCG矿场试验项目，实现的粗煤气日产量仅为11.3h104m3，其中CH4含量约4.2h104m3，另有CO和H2组分可在地面合成CH4约0.5h104m3，粗煤气有效组分折合CH4约4.7h104m3[17]。从投资经济性考虑，这个日产量规模需要提高到3倍以上才能够实现商业项目经济门槛，也就是日产粗煤气量超过40h104m3。但该项目在扩大产量实验之前就发生了井喷事故[30]，虽然后续的改进试验方案于2014年重新获得了阿尔伯塔省政府批准，但并没有继续实施。

由于中深层UCG项目主要用于生产替代油气或化工原料，其产业发展受油气价格行情影响较大[7]。2014年下半年开始，随着国际原油价格的断崖式下跌，国际天然气价格也随之大幅下跌，国内外计划实施的UCG矿场试验项目，大都已经推迟或取消。

2.4 选址和系统配套条件对UCG项目竞争力影响较大

国内目前有些地面煤制气项目，由于选址距离产品市场较远，造成甲烷产品储运成本较高，大大的削弱了项目的经济性。例如在新疆伊犁建设的煤制气项目，即便出厂成本可以控制到1.6元/m3，也远高于当地天然气门站价格，只能外输到东部市场。由于管输距离较长，抵达京津冀地区后的总成本将高达2.4元/m3，与进口LNG价格基本相当，缺乏市场竞争力，从而导致亏损；而内蒙古东部地区煤制气项目，天然气管输至北京市门站的成本仅约0.2元/m3，按当前北京市门站价格1.88元/m3结算情况下，整体可以实现盈利。

产品路线以合成天然气为主的中深层UCG项目，其地面工程部分建设投资占比也很高。同等规模的UCG与地面煤制气项目在煤、水和电的消耗量方面相差并不大，淡水消耗主要在地面系统配套的锅炉和工艺消耗，淡水用量很小；大部分水耗发生在地下气化过程，可以使用地层盐水进行气化[17]，用水成本可以大幅下降。在深部地层盐水丰富地区，UCG项目产生的CO2还可以就地回注到地下盐水层，满足碳减排和清洁环保生产要求。中深层UCG项目选择富氧气化工艺，需要大型空分装置支持，电耗占生产成本比例较大。UCG项目选址要尽可能考虑煤电资源丰富地区，否则外购电成本将非常高。

3 中深层UCG商业化路径探析

中深层UCG技术属于化石能源清洁开发领域的一项基础性和颠覆性技术，一旦商业化取得突破，将会对国内天然气和氢能的供应格局产生巨大影响。以往的研究和矿场试验已经取得了一些成果，现代的石油工程技术手段能够提供一些必要的工程技术保障。例如，煤层水平井钻完井和基于集束连续油管的可控后退注气技术等，理论上可以实现大规模地下建炉和对气化过程的有效导控。煤层气勘探开发涉及煤炭地质、水文地质研究和煤层精细勘探等技术日益成熟；大口径水平井钻完井技术已经较为成熟，可以实现大位移、平滑井眼轨迹。随着稠油火驱技术的日益完善，采出井的抗高温固井技术也已经成熟，在油层点火、氧化剂注入、燃烧面推进、温度及压力监测等生产测控方面也积累了丰富经验，对UCG生产测控有一定的借鉴意义。气化通道水平井段采用柔性可燃油管完井也证实了一定的有效性，基本能够消除煤层受热膨胀变形导致的剪切破坏影响，保障集束连续油管与井下工具的顺利进出和气化剂注入通道畅通；柔性可燃油管在实施后退点火时可以利用高温燃烧掉，顺利形成新的气化腔，从而保证气化通道的完整性及气化过程的连续进行[17,32]。

虽然中深层UCG项目成功建立并维持气化通道已经不是难题，但全球范围内尚未顺利实现单个井组地下气化单元的完整、连续和稳定的气化过程，也没有开展过多井组先导试验，距离商业化要求仍然较远。以往矿场试验也遇到一些工程问题依未得到有效解决。

3.1 中深层UCG技术研发试验路径

中深层UCG作为一项基础性和颠覆性技术，其研发应用需要严格遵循“基础研究→技术研发→试验应用”三个基本阶段，每个阶段都不能缺失。目前，中深层UCG整体仍处于技术研发—试验应用的复合阶段，技术研发与矿场试验密不可分，需要同步进行、互相验证、互相提升。中深层UCG技术研发试验全过程都离不开现场试验基地的支持，每项关键装备、工具和工艺的适用性、安全性和匹配性，都需要在地下煤层进行实地矿场试验，加以充分验证。现场试验基地选址与商业项目选址原则是一致的，应该集中到煤炭资源条件较好和配套设施完善的区域。

中深层UCG技术研发试验首先需要解决工程可实现问题，包括煤层精细勘测与评价、大规模地下气化单元设计与施工、数值模拟指导下的生产运行和测控工艺，以及配套装备和工具、安全控制手段及操作规范等诸多方面，打通所有技术环节和工艺流程，验证每项关键装备及工具的适用性、安全性与匹配性。地下气化腔都要经历从小到大过程，都是一个非稳态过程，全过程都要依靠数模，并形成严格的操作规范。虽然欧洲和加拿大在中深层UCG数值模拟方面进展很大，但是由于矿场试验项目太少，还没有经过广泛验证，优化完善也不够充分。安全高效的气化通道完井、点火、温压测控、气化参数及时调控、井筒材质、井筒完整性维持等诸多方面的难题还有待攻克。

在工程可实现前提下，UCG技术的试验应用也是一个较长的优化完善过程，商业化UCG项目还要实现较好的投资经济性。地下气化单元优化工作非常关键，必须要做好选址、设计与实施工作，尽可能降低单位工程投资。地下气化单元需要控制大规模煤炭储量，日产气量要尽可能的高，气化过程要尽可能的安全、连续、平稳、受控。中深层UCG技术商业化不是简单的规模放大过程，在实现工业化推广之前，还需要依次完成多井组先导试验、半商业化示范和商业化示范（含地面工程）过程，每个试验过程都不可以逾越，都需要通过技术经济验证。

3.2 中深层UCG选址方向

中深层UCG项目选址不仅要基于地下煤炭资源品位和综合地质条件，同样也要考虑地面工程系统配套问题，应优选选择距离产品市场、天然气管网和炼化装置较近的地区，确保甲烷、氢气、低碳烃及焦油等产品的销售渠道畅通，提高产品市场竞争力。

涉及地下因素的选址条件，主要有中深煤层地质构造条件、水文地质条件、煤质、煤层厚度和埋深等诸多因素[31]。总体上，目的煤层要求构造稳定、顶底板密闭性好、倾角大小合适，远离较大断层、裂缝和水动力活跃的含水层，单煤层厚度要足够大，灰分、硫分含量越低越好，但应尽量避开焦煤。煤炭储量规模要足够大，埋深大于井工开采下限为好，尽量不与煤电和地面煤化工争煤。煤层埋深越深，气化压力可以越高，有利于提高煤气品质。但气化压力也不宜过大，根据数值模拟结果，理论上煤层埋深达到2 000 m以后，水蒸气很可能会达到“近临界水”温度压力条件，甚至是“超临界水”条件，气化反应会极其剧烈，控制难度极大，对金属管材的腐蚀作用也极强，气化安全挑战极高。国内外UCG研究试验尚未涉及“近临界水”和“超临界水”气化领域，通常保守推荐煤层埋深尽量不要超过1 800 m。

涉及地面因素的选址条件，主要是煤田附近的水（蒸汽）电路讯和油气储运设施等公用工程配套条件，产品市场需求（距离市场远近）等因素，尽可能降低地面工程部分投资和生产运行成本。国内主要含油气盆地内中深层煤炭资源丰富，油气开采相关地面系统配套工程条件较好，应优先在油区选址建设UCG项目，可为UCG项目提供水电路讯和油气管道等设施接入便利，发挥与油气开采的协同效应[7,29,34]。同时，UCG项目产出的甲烷可以补充天然气产量，焦油、低碳烃和氢气产品可以补充炼油化工原料；利用UCG余热可用于油区伴热、发电等“用能替代”，提高油气商品率；副产品氮气可以用于驱油提高采收率；副产品二氧化碳可以直接埋藏于废弃地下气化腔内，也可用于驱油提高原油采收率，或与深层煤层气开发相结合，实现煤炭和煤层气综合开采。如果在天然气消费市场附近建设深层UCG项目，不仅能够提高项目的投资经济性，还可能将废弃气化腔改造为煤穴储气库[35]，有利于解决天然气调峰、储备能力不足和建造、运行成本较高等问题。

3.3 中深层UCG地下气化单元设计优化方向

根据上述分析，中深层UCG技术主要难点在地下工程部分，降低成本的关键是优化地下工程部分的设计，即地下气化单元的设计。中深层UCG项目地下气化单元建造成本高昂，从降低单位产品固定成本角度分析，地下气化单元规模应尽可能大，控制足够多的煤炭储量。但首先要在工程可实现前提下，尽可能降低气化通道堵塞和井筒失效风险。以往试验采用过的L-CRIP和P-CRIP两种地下气化单元方案，都不能够完全满足这些要求。

参照国内外矿场试验和相关研究成果，综合L-CRIP和P-CRIP两种方案的优点，笔者提出了一种针对中深煤层商业UCG项目的新型“斜梯形”地下气化单元设计方案（图4）[36]。这种“斜梯形”地下气化单元兼具L-CRIP和P-CRIP方案的优点，独特优势是能够规避气化通道堵塞问题，有效避开小断层和大裂缝。主井筒距离气化通道较远，基本不受高温影响，失效的几率很低；即使某个分支水平井气化通道遇到堵塞或井筒破坏情况，可以直接弃置掉，只是浪费掉该支水平井气化通道控制的小部分煤炭资源，对整体气化炉的影响较小；当气化炉区域内遇到有潜在泄漏风险的小断层或大裂缝时，可以通过加大分支水平井的间距或优化一下轨迹直接避开，从而不影响整个气化炉的部署，有利于提高目标区域煤炭资源的动用率。

3.4 中深层UCG商业化项目竞争力分析

国内中深层UCG技术能否实现商业化，最终要看商业项目的技术经济指标是否具备市场竞争力。暂以京津冀天然气目标市场为例，在国际原油（布伦特）长期平均价格60美元/桶情形下，天然气门站价格按照1.88元/m3测算，反推到距离1 000 km左右的内蒙古、陕西和山西地区中深层UCG商业项目，天然气管输费按照0.15元/m3测算，则UCG商业项目合成天然气可实现出厂价格最高为1.73元/m3（含增值税）。下面以合成天然气产能20h108m3/a的深层UCG项目为例，简单测算一下技术经济指标。

图4 双主支和多分支水平井组合——“斜梯形”地下气化单元示意图

按照“斜梯形”地下气化单元设计概念，遵循保守谨慎原则，可将单支水平气化通道长度控制到200 m，气化通道与注入井主井筒夹角保守设计到30°，则地下气化单元总宽度为100 m。假设是15 m有效厚度煤层，可将气化腔宽度设定为30 m。气化通道间距按照60 m设计，相邻气化通道的后退注入点交错分布，保证留有30 m以上宽度的隔离煤柱，理论上不会出现大规模坍塌问题[25,37]。水平井主井筒有效长度按照1 200 m设计，可以布置20支分支水平井气化通道，单炉气化通道总长度可以达到4 000 m。参照加拿大天鹅山试验项目埋深、煤质和气化速率参数，采用相同的富氧气化工艺，选取3.5″连续油管作为注氧通道[8]，理论上单井粗煤气产量可以达到加拿大天鹅山试验项目设计产量的3倍以上，其中甲烷约14h104m3（地面考虑甲烷化工艺）。按此日产量估算，单个地下气化单元总服役时间约5年（每年有效运行时间300天），理论上可以累产甲烷约1.9h108m3。

参照煤层气水平井钻完井投资水平，考虑到大尺寸井筒和耐高温固井完井材料、精准导向小井距分支水平井钻井和耐高温耐腐蚀封堵工艺等因素，按照目前的工程技术水平，粗略估算上述成对水平井主井和20支分支水平井的总造价将达8 000万元。项目共需要48组地下气化单元同时运行，在20年评价期内需要建造4个轮次地下气化单元，共需服役192组地下气化单元，总投资约153.6亿元，其中首批48组投资38.4亿元。参照国内地面煤制气项目，不考虑厂外公用工程，估算地面工程总投资约98亿元，单位甲烷产品操作成本约0.43元/m3。按此粗略估算，项目全生命周期内单位甲烷固定成本约0.63元/m3，则单位甲烷生产成本约1.06元/m3（不考虑税费）；考虑6%的煤炭资源税和10%天然气增值税等税费，则单位甲烷完全成本约1.25元/m3。项目要实现8%的财务内部收益率基准要求，甲烷出厂价格则需要达到1.45元/m3左右。如果考虑二氧化碳捕集与埋藏，则单位甲烷完全成本增加约0.15元/m3[38]，出厂价格需要提高到1.6元/m3。对于京津冀目标市场可实现的最高出厂价格1.73元/m3（含增值税）来说，仍然具有较强的市场竞争力。

可见，相较于褐煤地面煤制气项目，即便不考虑“无工开采价值煤炭资源”的有效开发利用和环保效益因素，中深层UCG商业项目理论上仍具有0.15元/m3左右的单位成本优势。中深层UCG商业项目相较于国产常规天然气并没有成本优势，但与非常规天然气的成本水平相当，对于进口天然气则具有明显的成本优势。对于中等埋深UCG项目，地下气化单元建设投资会略有降低，同时合成气品质也略有下降，地面部分投资和运行成本方面基本没有差别，所以总体上与深层UCG项目的单位甲烷完全成本相差不会很大。国内中深层UCG项目一旦形成规模，将会有效替代进口天然气[7,34]，尤其是在高油价、高气价情形下能够起到平抑进口气价格的重要作用，对保障国内天然气供应、降低用气成本意义重大。

4 结束语

目前全球范围内开展的中深煤层地下气化试验项目较少，还没有顺利实现单个地下气化单元的完整气化过程，距离真正的商业化依然较远。中深层UCG发展前景较好，但地下工程难度较大，首先要解决地下工程可实现问题。其次，选址既要基于地下煤炭资源品位和综合地质条件，也要考虑地面工程系统配套问题。新型“斜梯形”地下气化单元设计方案，在实现有效控制大量煤炭资源的同时，缩短了单分支水平井气化通道的长度，大幅降低了堵塞或井筒破坏几率，也将潜在事故对整体气化炉的影响降低到很小程度；而且分支水平井部署灵活，有利于避开有潜在泄漏风险的小断层或大裂缝，提高目标区域煤炭资源的动用率。

国内主要含油气盆地内中深层煤炭资源丰富，地面系统配套工程条件较好，UCG项目可以发挥与油气开采的协同效应。优先选择在新疆准东、哈密、三塘湖，内蒙古鄂尔多斯、二连、海拉尔等煤炭资源条件优越的油区建设现场试验基地，全面支撑技术研发、矿场试验和商业示范项目建设，或是推动中深层UCG技术商业化的最优路径。中国是目前世界上UCG研究试验最为积极的国家，在资源、市场、技术、资金、政策等方面综合优势突出，油气对外依存度持续高企成为UCG的重要驱动力，如果能够探索出一种跨行业企地融合发展的商业模式，有望在“十四五”期间实现中深煤层UCG技术的商业化突破，成为世界UCG技术的领跑者。